EP4086641B1 - Verfahren zur messung des stabilitätsgrades von generator und stromübertragungsleitung und elektrizitätsnetzsteuerungssystem - Google Patents

Verfahren zur messung des stabilitätsgrades von generator und stromübertragungsleitung und elektrizitätsnetzsteuerungssystem

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EP4086641B1
EP4086641B1 EP20910113.8A EP20910113A EP4086641B1 EP 4086641 B1 EP4086641 B1 EP 4086641B1 EP 20910113 A EP20910113 A EP 20910113A EP 4086641 B1 EP4086641 B1 EP 4086641B1
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power
reactive power
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inductive
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Zhaolei Wang
Chong JIAO
Xiaoyu Wang
Xin Liu
Liying Zhang
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Huaneng Clean Energy Research Institute
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Definitions

  • the present invention relates to a stability measuring method for a synchronous generator, a stability measuring method for an electric transmission line, a stability measuring method for a power plant grid, a stability measuring method for a transformer substation grid, a stability measuring method for a wide area power grid, a stability controlling system of a power plant grid, a stability controlling system of a transformer substation grid, and a stability controlling system of a wide area power grid.
  • WAWS Wide area measurement systems
  • subsynchronous oscillation monitoring devices shafting torsional vibration monitoring and protection devices and other systems or equipment are used on site to monitor the low-frequency, sub-synchronous or super-synchronous oscillation of the power grid and protect the power grid by tripping.
  • the present invention proposes optimized stability measuring methods and stability controlling systems for a generator, an electric transmission line, a power plant grid, a transformer substation grid and a wide area power grid, which have the following technical advantages.
  • WO 2018/205798A1 relates to the safe and stable operation of power plants, substation electrical systems early warning and pre-control, and specifically to an accurate calculation and control method for the reserve power of generators and transmission lines, as well as the early warning and pre-control system for the coordination and safe operation of the grid.
  • US 5264778A relates to control systems for synchronous machines, and more particularly, to an under-excitation limiter for a microprocessor based automatic voltage regulator for a synchronous generator connected to a power grid system.
  • the present invention provides a stability measuring method for a generator, a stability measuring method for an electric transmission line, a power grid controlling system, and details are as follows.
  • a stability measuring method for a synchronous generator includes the following steps sequentially:
  • the electrical quantities collected in S1 include a stator current signal, a stator voltage signal, an exciting current signal and an exciting voltage signal of the synchronous generator, and a voltage signal of a bus of a power plant.
  • a stability measuring method for an electric transmission line includes the following steps sequentially:
  • the electrical quantities collected in S31 include a current signal and a voltage signal of the electric transmission line, and a voltage signal of a bus of a transformer substation.
  • a stability measuring method for a power plant grid includes the following steps sequentially:
  • the electrical quantities collected in S51 include a stator current signal, a stator voltage signal, an exciting current signal and an exciting voltage signal of each synchronous generator in the power plant, and a voltage signal of a bus of the power plant.
  • a stability measuring method for a transformer substation grid includes the following steps sequentially:
  • the electrical quantities collected in S71 include a current signal and a voltage signal of each electric transmission line in the transformer substation, and a voltage signal of a bus of the transformer substation.
  • a stability measuring method for a wide area power grid which includes:
  • a stability controlling system of a power plant grid which includes: an electrical acquisition device; a monitoring device; a load regulating device; and a high-speed communication network.
  • the high-speed communication network is configured to allow communicate a stability measuring and controlling system of the power plant grid with a calculating module of a stability measuring and controlling system of a wide area power grid.
  • the load regulating device is configured to regulate a load of a generator.
  • the electrical acquisition device and the monitoring device are configured to determine a dynamic reactive power reserve target value, a capacitive dynamic reactive power reserve target value, an inductive dynamic reactive power reserve target value, a capacitive stability, an inductive stability and a stability of a power plant according to the method as described in any embodiment above.
  • the monitoring device is configured to select two pairs of synchronous generators for regulation based on operation conditions of all synchronous generators in the power plant if it is determined that the stability of the power plant grid is less than a preset minimum stability.
  • the two pairs of synchronous generators are selected by:
  • pair of synchronous generators which have the minimum active power deviation rate and the maximum active power deviation rate respectively and the pair of synchronous generators which have the minimum reactive power deviation rate and the maximum reactive power deviation rate respectively are regulated by:
  • a total active power and a total reactive power of the power plant are compared with respective total power target values, and power balance regulation to the whole power plant is performed when the following conditions are met:
  • the total active power and the total reactive power of the power plant are kept to follow the respective total power target values.
  • the preset disclosure provides in embodiments a stability controlling system of a transformer substation grid, which includes: an electrical acquisition device; a monitoring device; a load regulating device; and a high-speed communication network.
  • the high-speed communication network is configured to communicate a stability measuring and controlling system of the transformer substation grid with a calculating module of a stability measuring and controlling system of a wide area power grid.
  • the load regulating device is configured to regulate a load of an electric transmission line.
  • the electrical acquisition device and the monitoring device are configured to determine a dynamic reactive power reserve target value, a capacitive dynamic reactive power reserve target value, an inductive dynamic reactive power reserve target value, a capacitive stability, an inductive stability and a stability of the electric transmission line according to the method as described in any embodiment above.
  • the monitoring device is configured to select a pair of electric transmission lines at a power source side which have a minimum active power deviation rate and a maximum active power deviation rate respectively and select a pair of electric transmission lines at the power source side which have a minimum reactive power deviation rate and a maximum reactive power deviation rate respectively for regulation, based on operation conditions of the electric transmission lines, and specifically, the two pairs of electric transmission lines are selected by:
  • pair of electric transmission lines at the power source side which have the minimum active power deviation rate and the maximum active power deviation rate respectively and the pair of electric transmission lines at the power source side which have the minimum reactive power deviation rate and the maximum reactive power deviation rate respectively are regulated by:
  • a total active power and a total reactive power of the transformer substation are compared with respective total power target values, and power balance regulation to the transformer substation is performed when the following conditions are met:
  • the total active power and the total reactive power of the transformer substation are kept to follow the respective total power target values.
  • a stability controlling system of a wide area power grid which includes: a stability controlling system of a power plant grid as described in any embodiment above and/or a stability controlling system of a transformer substation grid as described in any embodiment above; a stability calculating module of the wide area power grid; and a high-speed communication network.
  • the high-speed communication network is configured to communicate with the stability controlling system of the power plant grid and/or the stability controlling system of the transformer substation grid.
  • the stability calculating module of the wide area power grid is configured to calculate a stability of the wide area power grid using a stability measuring method for a wide area power grid as describe, and transmit total power target values of the power plant grid or the transformer substation grid and a regulating instruction of the wide area power grid to the stability controlling system of the power plant grid or the stability controlling system of the transformer substation grid through the high-speed communication network after the regulating instruction is determined.
  • the stability calculating module of the wide area power grid determines the regulating instruction of the wide area power grid by:
  • the regulation is optimized to equate dynamic reactive power reserve proportions of power plant grids and transformer substation grids in the wide area power grid.
  • FIG. 1 is schematic module diagram showing composition of an electrical power system.
  • the electrical power system there is a wide area power grid, which be composed of several wind power transformer substation grids 3 and several power plant grids 4.
  • the wind power transformer substation and the power plant are each installed with a grid stability measuring and controlling system cabinet, which are connected with a stability measuring and controlling module of the wide area power grid via a high-speed communication network.
  • stability measuring methods for a generator, an electric transmission line, a transformer substation and a power plant provided in the present invention are used to measure the respective stabilities of the generator, the electric transmission line, the transformer substation and the power plant, and controlling systems of a transformer substation grid, a power plant grid and a wide area power grid provided in the present invention are used to control the respective grid stabilities.
  • problems presented in existing systems such as excessive low stability of the power plant and the transformer substation and undetected disturbance risk, are overcame, and a risk early warning can be given to the abnormal stability of the wide area power grid.
  • a curve abedea is an alarm PQ curve of a synchronous generator, in which a curve ab represents a low excitation limiting curve of the synchronous generator, a curve bc represents an active power limiting curve of the synchronous generator, a curve cd represents an overexcitation limiting curve limited by a maximum current and a maximum flux of a generator stator, a curve de represents an overexcitation limiting curve limited by a maximum working voltage and a maximum working current of a working exciter or a standby exciter of the synchronous generator, a maximum excitation voltage and a maximum excitation current of a generator rotor and a maximum excitation flux of the generator together, a curve ea represents a zero active curve of the synchronous generator, which is horizontal.
  • a point E 0 (Q, P) represents an operating PQ point of the synchronous generator, where Q represents a reactive power of the synchronous generator, and P represents an active power of the synchronous generator.
  • a dynamic reactive power reserve of the synchronous generator is calculated as a length of a segment E 01 E 02 between a left intersection point E 01 of a horizontal line passing through the operating PQ point E 0 of the synchronous generator and the alarm PQ curve of the synchronous generator and a right intersection point E 02 of the horizontal line passing through the operating PQ point E 0 of the synchronous generator and the alarm PQ curve of the synchronous generator.
  • a capacitive dynamic reactive power reserve of the synchronous generator is calculated as a length of a segment E 01 E 0 between the left intersection point E 01 of the horizontal line passing through the operating PQ point E 0 of the synchronous generator and the alarm PQ curve of the synchronous generator and the operating PQ point E 0 of the synchronous generator.
  • an inductive dynamic reactive power reserve of the synchronous generator is calculated as a length of a segment E 0 E 02 between the right intersection point E 02 of the horizontal line passing through the operating PQ point E 0 of the synchronous generator and the alarm PQ curve of the synchronous generator and the operating PQ point E 0 of the synchronous generator.
  • a coordinated PQ point is calculated for each generator based on a total active power and a total reactive power of a power plant, rated parameters of each generator in the power plant and the alarm PQ curve of the generator in accordance with a rule of uniform reserve.
  • a point E m (Q m , P m ) represents the coordinated PQ point of the synchronous generator, where Q m represents a reactive power target value of the synchronous generator, and P m represents an active power target value of the synchronous generator.
  • a dynamic reactive power reserve target value, a capacitive dynamic reactive power reserve target value, and an inductive dynamic reactive power reserve target value of the synchronous generator may be determined.
  • the dynamic reactive power reserve target value of the synchronous generator is calculated as a length of a segment E m1 E m2 between a left intersection point E m1 of a horizontal line passing through the coordinated PQ point E m of the synchronous generator and the alarm PQ curve of the synchronous generator and a right intersection point E m2 of the horizontal line passing through the coordinated PQ point E m of the synchronous generator and the alarm PQ curve of the synchronous generator.
  • the capacitive dynamic reactive power reserve target value of the synchronous generator is calculated as a length of a segment E m1 E m between the left intersection point E m1 of the horizontal line passing through the coordinated PQ point E m of the synchronous generator and the alarm PQ curve of the synchronous generator and the coordinated PQ point E m of the synchronous generator.
  • the inductive dynamic reactive power reserve target value of the synchronous generator is calculated as a length of a segment E m E m2 between the right intersection point E m2 of the horizontal line passing through the coordinated PQ point E m of the synchronous generator and the alarm PQ curve of the synchronous generator and the coordinated PQ point E m of the synchronous generator.
  • the dynamic reactive power reserve target value, the capacitive dynamic reactive power reserve target value and the inductive dynamic reactive power reserve target value of the synchronous generator have different definitions and calculation methods, embodiments of the present invention only adopt the above-described calculation methods. It will be appreciated that other calculation methods can also be used for measuring the stability of a generator, an electric transmission line, a transformer substation and a power plant.
  • a curve ABCDEA is an alarm PQ curve of an electric transmission line.
  • a range enclosed by the ABCDEA curve is a maximum adjustable PQ range allowed by stability automatic regulating devices, such as an automatic excitation regulator (AVR) of a generator of a power plant connected to the electric transmission line, a power system stabilizer (PSS), a sub-synchronous disturbance excitation suppression device, a generator primary frequency adjustment device and the like, comprehensively considering a transmission capacity of the electric transmission line, an output allowed by the power plant connected to the electric transmission line and other factors.
  • AVR automatic excitation regulator
  • PSS power system stabilizer
  • a sub-synchronous disturbance excitation suppression device a generator primary frequency adjustment device and the like
  • a point E 1 (Q x , P x ) represents an operating PQ point of the electric transmission line, where Q x represents a reactive power of the electric transmission line, and P x represents an active power of the electric transmission line.
  • a dynamic reactive power reserve, a capacitive dynamic reactive power reserve and an inductive dynamic reactive power reserve of the electric transmission line may be calculated according to FIG. 3 .
  • the dynamic reactive power reserve of the electric transmission line is calculated as a length of a segment E 11 E 12 between a left intersection point E 11 of a horizontal line passing through the operating PQ point E 1 of the electric transmission line and the alarm PQ curve of the electric transmission line and a right intersection point E 12 of the horizontal line passing through the operating PQ point E 1 of the electric transmission line and the alarm PQ curve of the electric transmission line.
  • the capacitive dynamic reactive power reserve of the electric transmission line is calculated as a length of a segment E 11 E 1 between the left intersection point E 11 of the horizontal line passing through the operating PQ point E 1 of the electric transmission line and the alarm PQ curve of the electric transmission line and the operating PQ point E 1 of the electric transmission line.
  • the inductive dynamic reactive power reserve of the electric transmission line is calculated as a length of a segment E 1 E 12 between the right intersection point E 12 of the horizontal line passing through the operating PQ point E 1 of the electric transmission line and the alarm PQ curve of the electric transmission line and the operating PQ point E 1 of the electric transmission line.
  • a coordinated PQ point is calculated for each electric transmission line at a power source side based on a total active power, a total reactive power and the alarm PQ curve of the electric transmission lines at the power source side in a transformer substation, in accordance with a rule of uniform reserve.
  • the inductive dynamic reactive power reserve and the capacitive dynamic reactive power reserve of the transformer substation are maximized.
  • a point E xm (Q xm , P xm ) represents the coordinated PQ point of the electric transmission line, where Q xm represents a reactive power target value of the electric transmission line, and P xm represents an active power target value of the electric transmission line.
  • a dynamic reactive power reserve target value, a capacitive dynamic reactive power reserve target value, and an inductive dynamic reactive power reserve target value of the electric transmission line may be determined.
  • the dynamic reactive power reserve target value of the electric transmission line is calculated as a length of a segment E xm1 E xm2 between a left intersection point E xm1 of a horizontal line passing through the coordinated PQ point E xm of the electric transmission line and the alarm PQ curve of the electric transmission line and a right intersection point E xm2 of the horizontal line passing through the coordinated PQ point E xm of the electric transmission line and the alarm PQ curve of the electric transmission line.
  • the capacitive dynamic reactive power reserve target value of the electric transmission line is calculated as a length of a segment E xm1 E xm between the left intersection point E xm1 of the horizontal line passing through the coordinated PQ point E xm of the electric transmission line and the alarm PQ curve of the electric transmission line and the coordinated PQ point E xm of the electric transmission line.
  • the inductive dynamic reactive power reserve target value of the electric transmission line is calculated as a length of a segment E xm E xm2 between the right intersection point E xm2 of the horizontal line passing through the coordinated PQ point E xm of the electric transmission line and the alarm PQ curve of the electric transmission line and the coordinated PQ point E xm of the electric transmission line.
  • a capacitive stability, an inductive stability and a stability of the electric transmission line may be calculated, and the calculated results obtained thereby are uploaded to a stability measuring and controlling module of a wide area power grid.
  • a stability of a power plant grid and a stability of a transformer substation grid can be calculated and uploaded to the stability measuring and controlling module of the wide area power grid.
  • a capacitive stability ⁇ R,min of the power plant grid is calculated by: comparing the capacitive stabilities ⁇ R of all synchronous generators in the power plant, and determining a minimum capacitive stability as the capacitive stability ⁇ R,min of the power plant grid.
  • a inductive stability n G,min of the power plant grid is calculated by: comparing the inductive stabilities ⁇ G of all synchronous generators in the power plant, and determining a minimum inductive stability as the inductive stability n G,min of the power plant grid.
  • a capacitive stability ⁇ xR,min of the transformer substation grid is calculated by: comparing the capacitive stabilities ⁇ xR of all electric transmission lines at the power source side in the transformer substation grid, and determining a minimum capacitive stability as the capacitive stability ⁇ xR,min of the transformer substation grid.
  • a inductive stability n xG,min of the transformer substation grid is calculated by: comparing the inductive stabilities ⁇ xG of all electric transmission lines at the power source side in the transformer substation grid, and determining a minimum inductive stability as the inductive stability n xG,min of the transformer substation grid.
  • the capacitive dynamic reactive power reserve target value is a sum ⁇ E m1 E m of the capacitive dynamic reactive power reserve target values of all synchronous generators in the power plant;
  • the inductive dynamic reactive power reserve target value is a sum ⁇ E m E m2 of the inductive dynamic reactive power reserve target values of all synchronous generators in the power plant;
  • the dynamic reactive power reserve target value is a sum ⁇ E m1 E m2 of the dynamic reactive power reserve target values of all synchronous generators in the power plant.
  • the capacitive dynamic reactive power reserve target value is a sum ⁇ E xm1 E xm of the capacitive dynamic reactive power reserve target values of all electric transmission lines at the power source side of the transformer substation;
  • the inductive dynamic reactive power reserve target value is a sum ⁇ E xm E xm2 of the inductive dynamic reactive power reserve target values of all electric transmission lines at the power source side of the transformer substation;
  • the dynamic reactive power reserve target value is a sum ⁇ E xm1 E xm2 of the dynamic reactive power reserve target values of all electric transmission lines at a power source side of the transformer substation.
  • a capacitive stability ⁇ wR of the wide area power grid is determined by: comparing the capacitive stability ⁇ R,min of the power plant grid in the wide area power grid with the capacitive stability ⁇ xR,min of the transformer substation grid in the wide area power grid; and determining a minimum capacitive stability as the capacitive stability of the wide area power grid.
  • the inductive stability ⁇ wG of the wide area power grid is determined by: comparing the inductive stability ⁇ G,min of the power plant grid in the wide area power grid with the inductive stability ⁇ xG,min of the transformer substation grid in the wide area power grid; and determining a minimum inductive stability as the inductive stability of the wide area power grid.
  • the present invention also provides a stability controlling system for the power plant grid, a stability controlling system for the transformer substation grid, and a stability controlling system for the wide area power grid.
  • a minimum stability ⁇ s min is preset for the power plant grid and the transformer substation grid. If the stability of a measured grid is less than the preset minimum stability ⁇ s min , it is necessary to carry out risk early warning and stability regulation for the measured grid. On the contrary, if the stability of the measured grid is greater than or equal to the preset minimum stability ⁇ s min , it is unnecessary to regulate the stability of the measured grid.
  • an active power deviation rate ⁇ P of each synchronous generator in the power plant is calculated first.
  • a reactive power deviation rate ⁇ Q of each synchronous generator in the power plant is calculated.
  • an active output and an inductive reactive output of the synchronous generator or the electric transmission line are regulated under the condition that a total active power and a total reactive power of the power plant are kept to follow respective total power target values.
  • the specific regulations are as follows.
  • a pair of synchronous generators which have a minimum active power deviation rate and a maximum active power deviation rate are selected from all synchronous generators in the power plant, and regulated by: decreasing an active output of the synchronous generator with the minimum active power deviation rate and increasing an active output of the synchronous generator with the maximum active power deviation rate.
  • a pair of synchronous generators which have a minimum reactive power deviation rate and a maximum reactive power deviation rate are selected from all synchronous generators in the power plant, and regulated by: decreasing an inductive reactive output of the synchronous generator with the minimum reactive power deviation rate and increasing an inductive reactive output of the synchronous generator with the maximum reactive power deviation rate.
  • the total active power of the power plant is compared with a total active power target value, when
  • the active output of the synchronous generator with the minimum active power deviation rate ⁇ P is decreased.
  • the total reactive power of the power plant is compared with a total reactive power target value, when
  • the inductive reactive output of the synchronous generator with the minimum reactive power deviation rate ⁇ Q is decreased.
  • the active powers (P) and the reactive powers (Q) of all synchronous generators operate near their respective coordinated PQ points, and both the inductive dynamic reactive power reserve and the capacitive dynamic reactive power reserve of the whole power plant are maximized.
  • transformer substation grid For the transformer substation grid, a similar processing way to that of the power plant grid may be used. The difference lies in that a basic processing unit of the transformer substation grid is the electric transmission line.
  • the stability of the wide area power grid may be determined and controlled in accordance with the above method, the specific steps are as follows.
  • the total reactive power target value or the total active power target value are calculated for each power plant and each transformer substation in the wide area power grid according to a total active power and a total reactive power of the wide area power grid, rated parameters of the power plants and the transformer substations in the wide area power grid and the alarm PQ curve in accordance with a rule of uniform reserve.
  • the total power target values ( ⁇ Q c , ⁇ P c ) are distributed to the power plants and the transformer substations. When all power plants and transformer substations operate at their respective total power target values, i.e., the PQ point, the inductive dynamic reactive power reserve and the capacitive dynamic reactive power reserve of the wide area power grid are maximized and the stability is maximized.
  • a minimum stability ⁇ min is preset for the wide area power grid.
  • the stability of the wide area power grid is regulated by: transmitting a regulating instruction to the power plant or the transformer substation with a minimum stability in the wide area power grid to increase the stability of the power plant or the transformer substation, and stopping regulation when the stability of the wide area power grid is greater than or equal to the preset minimum stability.
  • An ultimate objective of the optimized regulation is to equate dynamic reactive power reserve proportions of the power plant grids and the transformer substation grids in the controlled wide area power grid, maximize the inductive dynamic reactive power reserve and the capacitive dynamic reactive power reserve of the wide area power grid, enable all synchronous generators of the power plant to operate at their respective coordinated PQ points, maximize the inductive dynamic reactive power reserve and the capacitive dynamic reactive power reserve of the whole power plant, enable all electric transmission lines of the transformer substation to operate at their respective coordinated PQ points, and maximize the inductive dynamic reactive power reserve and the capacitive dynamic reactive power reserve of the transformer substation.
  • the stability measuring method for the generator, the stability measuring method for the electric transmission line, the stability measuring method for the transformer substation, the stability measuring method for the power plant, the controlling system of the transformer substation grid, the controlling system of the power plant grid and the controlling system of the wide area power grid provided in the present invention are described in detail above, and the principle and embodiments of the present invention are illustrated herein through specific examples. It should be noted that the descriptions and illustrations of the above embodiments are merely for better understanding of the method and core idea of the present invention, and shall not be construed to limit the present invention. Rather, the invention is defined by the features of the independent claims. Preferred embodiments are defined in the dependent claims.

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Claims (15)

  1. Stabilitätsmessverfahren für einen Synchrongenerator (7), welches nacheinander die folgenden Schritte umfasst:
    S11: Sammeln elektrischer Größen und Einstellen einer Alarm-PQ-Kurve des Synchrongenerators (7), wobei Q eine Blindleistung des Synchrongenerators repräsentiert und P eine Wirkleistung des Synchrongenerators repräsentiert;
    S12: Berechnen einer dynamischen Blindleistungsreserve (E01E02 ), einer induktiven dynamischen Blindleistungsreserve (E0E02 ) und einer kapazitiven dynamischen Blindleistungsreserve (E01E0 ) des Synchrongenerators (7);
    dadurch gekennzeichnet, dass das Verfahren ferner umfasst:
    S13: Berechnen eines Zielwertes der dynamischen Blindleistungsreserve (Em1Em2 ), eines Zielwertes der induktiven dynamischen Blindleistungsreserve (EmEm2 ) und eines Zielwertes der kapazitiven dynamischen Blindleistungsreserve (Em1Em ) des Synchrongenerators (7); und
    S14: Berechnen einer kapazitiven Stabilität, einer induktiven Stabilität und einer Stabilität des Synchrongenerators (7),
    wobei in S13 der Zielwert der dynamischen Blindleistungsreserve (Em1Em2 ), der Zielwert der induktiven dynamischen Blindleistungsreserve (EmEm2 ) und der Zielwert der kapazitiven dynamischen Blindleistungsreserve (Em1Em ) des Synchrongenerators (7) berechnet werden durch:
    Berechnen einer Segmentlänge zwischen einem linken Schnittpunkt (Em1 ) einer horizontalen Linie, die durch einen koordinierten PQ-Punkt (Em ) des Synchrongenerators (7) verläuft, mit der Alarm-PQ-Kurve des Synchrongenerators (7) und einem rechten Schnittpunkt (Em2 ) der horizontalen Linie, die durch den koordinierten PQ-Punkt (Em ) des Synchrongenerators (7) verläuft, mit der Alarm-PQ-Kurve des Synchrongenerators (7) als Zielwert der dynamischen Blindleistungsreserve (Em1Em2 ) des Synchrongenerators (7);
    Berechnen einer Segmentlänge zwischen dem linken Schnittpunkt (Em1 ) der horizontalen Linie, die durch den koordinierten PQ-Punkt (Em ) des Synchrongenerators (7) verläuft, mit der Alarm-PQ-Kurve des Synchrongenerators (7) und dem koordinierten PQ-Punkt (Em ) des Synchrongenerators (7) als Zielwert der kapazitiven dynamischen Blindleistungsreserve (Em1Em ) des Synchrongenerators (7); und
    Berechnen einer Segmentlänge zwischen dem rechten Schnittpunkt (Em2 ) der horizontalen Linie, die durch den koordinierten PQ-Punkt (Em ) des Synchrongenerators (7) verläuft, mit der Alarm-PQ-Kurve des Synchrongenerators (7) und dem koordinierten PQ-Punkt (Em ) des Synchrongenerators (7) als Zielwert der induktiven dynamischen Blindleistungsreserve (EmEm2 ) des Synchrongenerators (7), und
    wobei in S14 die kapazitive Stabilität, die induktive Stabilität und die Stabilität des Synchrongenerators (7) berechnet werden durch:
    Berechnen eines Prozentsatzes der kapazitiven dynamischen Blindleistungsreserve (E01E0 ) des Synchrongenerators (7) unter Berücksichtigung des Zielwertes der dynamischen Blindleistungsreserve (Em1Em2 ) des Synchrongenerators (7) als kapazitive Stabilität des Synchrongenerators (7);
    Berechnen eines Prozentsatzes der induktiven dynamischen Blindleistungsreserve (E0E02 ) des Synchrongenerators (7) unter Berücksichtigung des Zielwertes der dynamischen Blindleistungsreserve (Em1Em2 ) des Synchrongenerators (7) als induktive Stabilität des Synchrongenerators (7); und
    Berechnen eines Prozentsatzes der dynamischen Blindleistungsreserve (E01E02 ) des Synchrongenerators (7) unter Berücksichtigung des Zielwertes der dynamischen Blindleistungsreserve (Em1Em2 ) des Synchrongenerators (7) als Stabilität des Synchrongenerators (7).
  2. Stabilitätsmessverfahren nach Anspruch 1, wobei die in S11 gesammelten elektrischen Größen ein Statorstromsignal, ein Statorspannungssignal, ein Erregerstromsignal und ein Erregerspannungssignal des Synchrongenerators (7) und ein Spannungssignal eines Busses eines Kraftwerks (4) umfassen.
  3. Stabilitätsmessverfahren für eine elektrische Übertragungsleitung, welches nacheinander die folgenden Schritte umfasst:
    S31: Sammeln elektrischer Größen und Einstellen einer Alarm-PQ-Kurve der elektrischen Übertragungsleitung, wobei Q eine Blindleistung der elektrischen Übertragungsleitung repräsentiert und P eine Wirkleistung der elektrischen Übertragungsleitung repräsentiert;
    S32: Berechnen einer dynamischen Blindleistungsreserve (E11E12 ), einer induktiven dynamischen Blindleistungsreserve (E1E12 ) und einer kapazitiven dynamischen Blindleistungsreserve (E11E1 ) der elektrischen Übertragungsleitung;
    dadurch gekennzeichnet, dass das Verfahren ferner umfasst:
    S33: Berechnen eines Zielwertes der dynamischen Blindleistungsreserve (Exm1Exm2 ), eines Zielwertes der induktiven dynamischen Blindleistungsreserve (ExmExm2 ) und eines Zielwertes der kapazitiven dynamischen Blindleistungsreserve (Exm1Exm ) der elektrischen Übertragungsleitung; und
    S34: Berechnen einer kapazitiven Stabilität, einer induktiven Stabilität und einer Stabilität der elektrischen Übertragungsleitung,
    wobei in S33 der Zielwert der dynamischen Blindleistungsreserve (Exm1Exm2 ), der Zielwert der induktiven dynamischen Blindleistungsreserve (ExmExm2 ) und der Zielwert der kapazitiven dynamischen Blindleistungsreserve (Exm1Exm ) der elektrischen Übertragungsleitung berechnet werden durch:
    Berechnen einer Segmentlänge zwischen einem linken Schnittpunkt (Exm1 ) einer horizontalen Linie, die durch einen koordinierten PQ-Punkt (Exm ) der elektrischen Übertragungsleitung verläuft, mit der Alarm-PQ-Kurve der elektrischen Übertragungsleitung und einem rechten Schnittpunkt (Exm2 ) der horizontalen Linie, die durch den koordinierten PQ-Punkt (Exm ) der elektrischen Übertragungsleitung verläuft, mit der Alarm-PQ-Kurve der elektrischen Übertragungsleitung als Zielwert der dynamischen Blindleistungsreserve (Exm1Exm2 ) der elektrischen Übertragungsleitung;
    Berechnen einer Segmentlänge zwischen dem linken Schnittpunkt (Exm1 ) der horizontalen Linie, die durch den koordinierten PQ-Punkt (Exm ) der elektrischen Übertragungsleitung verläuft, mit der Alarm-PQ-Kurve der elektrischen Übertragungsleitung und dem koordinierten PQ-Punkt (Exm ) der elektrischen Übertragungsleitung als Zielwert der kapazitiven dynamischen Blindleistungsreserve (Exm1Exm ) der elektrischen Übertragungsleitung; und
    Berechnen einer Segmentlänge zwischen dem rechten Schnittpunkt (Exm2 ) der horizontalen Linie, die durch den koordinierten PQ-Punkt (Exm ) der elektrischen Übertragungsleitung verläuft, mit der Alarm-PQ-Kurve der elektrischen Übertragungsleitung und dem koordinierten PQ-Punkt (Exm ) der elektrischen Übertragungsleitung als Zielwert der induktiven dynamischen Blindleistungsreserve (ExmExm2 ) der elektrischen Übertragungsleitung, und
    wobei in S34 die kapazitive Stabilität, die induktive Stabilität und die Stabilität der elektrischen Übertragungsleitung berechnet werden durch:
    Berechnen eines Prozentsatzes der kapazitiven dynamischen Blindleistungsreserve (E11E1 ) der elektrischen Übertragungsleitung unter Berücksichtigung des Zielwertes der dynamischen Blindleistungsreserve (Exm1Exm2 ) der elektrischen Übertragungsleitung als kapazitive Stabilität der elektrischen Übertragungsleitung;
    Berechnen eines Prozentsatzes der induktiven dynamischen Blindleistungsreserve (E1E12 ) der elektrischen Übertragungsleitung unter Berücksichtigung des Zielwertes der dynamischen Blindleistungsreserve (Exm1Exm2 ) der elektrischen Übertragungsleitung als induktive Stabilität der elektrischen Übertragungsleitung; und
    Berechnen eines Prozentsatzes der dynamischen Blindleistungsreserve (E11E12 ) der elektrischen Übertragungsleitung unter Berücksichtigung des Zielwertes der dynamischen Blindleistungsreserve (Exm1Exm2 ) der elektrischen Übertragungsleitung als Stabilität der elektrischen Übertragungsleitung,
    gegebenenfalls umfassen die in S31 gesammelten elektrischen Größen ein Stromsignal und ein Spannungssignal der elektrischen Übertragungsleitung und ein Spannungssignal eines Busses einer Transformatorunterstation.
  4. Stabilitätsmessverfahren für ein Kraftwerksnetz, welches nacheinander die folgenden Schritte umfasst:
    S51: Berechnen einer kapazitiven Stabilität, einer induktiven Stabilität, einer Stabilität, eines Zielwertes einer dynamischen Blindleistungsreserve, eines Zielwertes einer induktiven dynamischen Blindleistungsreserve und eines Zielwertes einer kapazitiven dynamischen Blindleistungsreserve jedes Synchrongenerators (7) in dem Kraftwerk (4) unter Anwendung des Verfahrens nach Anspruch 1 oder 2;
    S52: Bestimmen eines Zielwertes einer dynamischen Blindleistungsreserve, eines Zielwertes einer kapazitiven dynamischen Blindleistungsreserve und eines Zielwertes einer induktiven dynamischen Blindleistungsreserve des Kraftwerks (4);
    S53: Bestimmen einer kapazitiven Stabilität, einer induktiven Stabilität und einer Stabilität des Kraftwerks (4); und
    S54: Melden des Zielwertes der dynamischen Blindleistungsreserve, des Zielwertes der kapazitiven dynamischen Blindleistungsreserve, des Zielwertes der induktiven dynamischen Blindleistungsreserve, der kapazitiven Stabilität, der induktiven Stabilität und der Stabilität des Kraftwerks (4) an ein Berechnungsmodul (9) eines Stabilitätsmess- und -steuerungssystems eines Weitbereichs-Stromnetzes,
    wobei in S52 der Zielwert der dynamischen Blindleistungsreserve des Kraftwerks (4) eine Summe der Zielwerte der dynamischen Blindleistungsreserve aller Synchrongeneratoren (7) in dem Kraftwerk (4) ist; der Zielwert der kapazitiven dynamischen Blindleistungsreserve des Kraftwerks (4) eine Summe der Zielwerte der kapazitiven dynamischen Blindleistungsreserve aller Synchrongeneratoren (7) in dem Kraftwerk (4) ist; und der Zielwert der induktiven dynamischen Blindleistungsreserve des Kraftwerks (4) eine Summe der Zielwerte der induktiven dynamischen Blindleistungsreserve aller Synchrongeneratoren (7) in dem Kraftwerk (4) ist;
    wobei in S53 die kapazitive Stabilität des Kraftwerks (4) ein Minimum der kapazitiven Stabilitäten aller Synchrongeneratoren (7) in dem Kraftwerk (4) ist; die induktive Stabilität des Kraftwerks (4) ein Minimum der induktiven Stabilitäten aller Synchrongeneratoren (7) in dem Kraftwerk (4) ist; und die Stabilität des Kraftwerks (4) eine Summe der kapazitiven Stabilität und der induktiven Stabilität des Kraftwerks (4) ist,
    gegebenenfalls umfassen die in S51 gesammelten elektrischen Größen ein Statorstromsignal, ein Statorspannungssignal, ein Erregerstromsignal und ein Erregerspannungssignal jedes Synchrongenerators (7) in dem Kraftwerk (4) und ein Spannungssignal eines Busses des Kraftwerks (4).
  5. Stabilitätsmessverfahren für ein Transformatorunterstations-Netz, welches nacheinander die folgenden Schritte umfasst:
    S71: Berechnen einer kapazitiven Stabilität, einer induktiven Stabilität, einer Stabilität, eines Zielwertes einer dynamischen Blindleistungsreserve, eines Zielwertes einer induktiven dynamischen Blindleistungsreserve und eines Zielwertes einer kapazitiven dynamischen Blindleistungsreserve jeder elektrischen Übertragungsleitung in der Transformatorunterstation (3) unter Anwendung des Verfahrens nach Anspruch 3;
    S72: Bestimmen eines Zielwertes einer dynamischen Blindleistungsreserve, eines Zielwertes einer kapazitiven dynamischen Blindleistungsreserve und eines Zielwertes einer induktiven dynamischen Blindleistungsreserve der Transformatorunterstation (3);
    S73: Bestimmen einer kapazitiven Stabilität, einer induktiven Stabilität und einer Stabilität der Transformatorunterstation (3); und
    S74: Melden des Zielwertes der dynamischen Blindleistungsreserve, des Zielwertes der kapazitiven dynamischen Blindleistungsreserve, des Zielwertes der induktiven dynamischen Blindleistungsreserve, der kapazitiven Stabilität, der induktiven Stabilität und der Stabilität der Transformatorunterstation (3) an ein Berechnungsmodul (9) eines Stabilitätsmess- und -steuerungssystems eines Weitbereichs-Stromnetzes,
    wobei in S72 der Zielwert der dynamischen Blindleistungsreserve der Transformatorunterstation (3) eine Summe der Zielwerte der dynamischen Blindleistungsreserve aller elektrischen Übertragungsleitungen (5) auf einer Energiequellenseite der Transformatorunterstation (3) ist; der Zielwert der kapazitiven dynamischen Blindleistungsreserve der Transformatorunterstation (3) eine Summe der Zielwerte der kapazitiven dynamischen Blindleistungsreserve aller elektrischen Übertragungsleitungen (5) auf der Energiequellenseite der Transformatorunterstation (3) ist; und der Zielwert der induktiven dynamischen Blindleistungsreserve der Transformatorunterstation (3) eine Summe der Zielwerte der induktiven dynamischen Blindleistungsreserve aller elektrischen Übertragungsleitungen (5) auf der Energiequellenseite der Transformatorunterstation (3) ist;
    wobei in S73 die kapazitive Stabilität der Transformatorunterstation (3) ein Minimum der kapazitiven Stabilitäten aller elektrischen Übertragungsleitungen (5) auf der Energiequellenseite der Transformatorunterstation (3) ist; die induktive Stabilität der Transformatorunterstation (3) ein Minimum der induktiven Stabilitäten aller elektrischen Übertragungsleitungen (5) auf der Energiequellenseite der Transformatorunterstation (3) ist; und die Stabilität der Transformatorunterstation (3) eine Summe der kapazitiven Stabilität und der induktiven Stabilität der Transformatorunterstation (3) ist,
    gegebenenfalls umfassen die in S71 gesammelten elektrischen Größen ein Stromsignal und ein Spannungssignal jeder elektrischen Übertragungsleitung in der Transformatorunterstation (3) und ein Spannungssignal eines Busses der Transformatorunterstation (3).
  6. Stabilitätsmessverfahren für ein Weitbereichs-Stromnetz, umfassend:
    Empfangen einer kapazitiven Stabilität, einer induktiven Stabilität und einer Stabilität eines Kraftwerks (4), die gemäß dem Stabilitätsmessverfahren nach Anspruch 4 bestimmt werden;
    Empfangen einer kapazitiven Stabilität, einer induktiven Stabilität und einer Stabilität einer Transformatorunterstation (3), die gemäß dem Stabilitätsmessverfahren nach Anspruch 5 bestimmt werden; und
    Bestimmen einer kapazitiven Stabilität, einer induktiven Stabilität und einer Stabilität des Weitbereichs-Stromnetzes auf Grundlage der kapazitiven Stabilität, der induktiven Stabilität und der Stabilität des Kraftwerks (4) und der kapazitiven Stabilität, der induktiven Stabilität und der Stabilität der Transformatorunterstation (3),
    wobei die kapazitive Stabilität, die induktive Stabilität und die Stabilität des Weitbereichs-Stromnetzes bestimmt werden durch:
    Bestimmen eines Minimums der kapazitiven Stabilitäten des Kraftwerks (4) und der Transformatorunterstation (3) in dem Weitbereichs-Stromnetz als kapazitive Stabilität des Weitbereichs-Stromnetzes;
    Bestimmen eines Minimums der induktiven Stabilitäten des Kraftwerks (4) und der Transformatorunterstation (3) in dem Weitbereichs-Stromnetz als induktive Stabilität des Weitbereichs-Stromnetzes; und
    Bestimmen einer Summe der kapazitiven Stabilität des Weitbereichs-Stromnetzes und der induktiven Stabilität des Weitbereichs-Stromnetzes als Stabilität des Weitbereichs-Stromnetzes.
  7. Stabilitätssteuerungssystem eines Kraftwerksnetzes, umfassend:
    eine elektrische Erfassungsvorrichtung;
    eine Überwachungsvorrichtung;
    eine Lastregulierungsvorrichtung, welche dazu konfiguriert ist, eine Last eines Generators zu regulieren; und
    ein Hochgeschwindigkeits-Kommunikationsnetz, welches dazu konfiguriert ist, ein Stabilitätsmess- und -steuerungssystem (2) des Kraftwerksnetzes mit einem Berechnungsmodul (9) eines Stabilitätsmess- und -steuerungssystems eines Weitbereichs-Stromnetzes zu verbinden,
    wobei die elektrische Erfassungsvorrichtung und die Überwachungsvorrichtung dazu konfiguriert sind, einen Zielwert einer dynamischen Blindleistungsreserve, einen Zielwert einer kapazitiven dynamischen Blindleistungsreserve, einen Zielwert einer induktiven dynamischen Blindleistungsreserve, eine kapazitive Stabilität, eine induktive Stabilität und eine Stabilität eines Kraftwerks (4) gemäß dem Verfahren nach Anspruch 4 zu bestimmen.
  8. Stabilitätssteuerungssystem nach Anspruch 7, wobei die Überwachungsvorrichtung dazu konfiguriert ist, auf Grundlage von Betriebsbedingungen aller Synchrongeneratoren (7) in dem Kraftwerk (4) zwei Paare von Synchrongeneratoren (7) zur Regulierung auszuwählen, wenn bestimmt wird, dass die Stabilität des Kraftwerksnetzes geringer als eine vorab eingestellte Mindeststabilität ist, und
    wobei die zwei Paare von Synchrongeneratoren (7) ausgewählt werden durch:
    S111: Berechnen einer Wirkleistungs-Abweichungsrate und einer Blindleistungs-Abweichungsrate jedes Synchrongenerators (7) in dem Kraftwerk (4), wobei die Wirkleistungs-Abweichungsrate ein Prozentsatz einer Differenz zwischen einem Wirkleistungs-Zielwert und einer Wirkleistung des Synchrongenerators (7) dividiert durch eine Nennkapazität des Synchrongenerators (7) ist und die Blindleistungs-Abweichungsrate ein Prozentsatz einer Differenz zwischen einem Blindleistungs-Zielwert und einer Blindleistung des Synchrongenerators (7) dividiert durch die Nennkapazität des Synchrongenerators (7) ist; und
    S112: Auswählen eines Paars von Synchrongeneratoren (7) GA MIN und GA MAX, welche eine minimale Wirkleistungs-Abweichungsrate bzw. eine maximale Wirkleistungs-Abweichungsrate aufweisen, und Auswählen eines Paars von Synchrongeneratoren (7) GRA MIN und GRA MAX, welche eine minimale Blindleistungs-Abweichungsrate bzw. eine maximale Blindleistungs-Abweichungsrate aufweisen, zur Regulierung.
  9. Stabilitätssteuerungssystem nach Anspruch 8, wobei das Paar von Synchrongeneratoren (7), welche die minimale Wirkleistungs-Abweichungsrate bzw. die maximale Wirkleistungs-Abweichungsrate aufweisen, und das Paar von Synchrongeneratoren (7), welche die minimale Blindleistungs-Abweichungsrate bzw. die maximale Blindleistungs-Abweichungsrate aufweisen, reguliert werden durch:
    Verringern einer Wirkleistungsausgabe des Synchrongenerators (7) GA MIN mit der minimalen Wirkleistungs-Abweichungsrate und Verringern einer induktiven Blindleistungsausgabe des Synchrongenerators (7) GRA MIN mit der minimalen Blindleistungs-Abweichungsrate; und
    Erhöhen einer Wirkleistungsausgabe des Synchrongenerators (7) GA MAX mit der maximalen Wirkleistungs-Abweichungsrate und Erhöhen einer induktiven Blindleistungsausgabe des Synchrongenerators (7) GRA MAX mit der maximalen Blindleistungs-Abweichungsrate.
  10. Stabilitätssteuerungssystem nach Anspruch 9, wobei in einem Stabilitätsregulierungsprozess eine Gesamtwirkleistung und eine Gesamtblindleistung des Kraftwerks (4) mit jeweiligen Gesamtleistungs-Zielwerten verglichen werden und eine Leistungsausgleichsregulierung für das gesamte Kraftwerk (4) durchgeführt wird, wenn die folgenden Bedingungen erfüllt sind:
    Verringern der induktiven Blindleistungsausgabe des Synchrongenerators (7) GRA MIN mit der minimalen Blindleistungs-Abweichungsrate oder Verringern der Wirkleistungsausgabe des Synchrongenerators (7) GA MIN mit der minimalen Wirkleistungs-Abweichungsrate, wenn die gesamte Blindleistung oder die gesamte Wirkleistung des Kraftwerks (4) höher ist als der jeweilige Gesamtleistungszielwert;
    Erhöhen der induktiven Blindleistungsausgabe des Synchrongenerators (7) GRA MAX mit der maximalen Blindleistungs-Abweichungsrate oder Erhöhen der Wirkleistungsausgabe des Synchrongenerators (7) GA MAX mit der maximalen Wirkleistungs-Abweichungsrate, wenn die gesamte Blindleistung oder die gesamte Wirkleistung des Kraftwerks (4) geringer ist als der jeweilige Gesamtleistungszielwert; und
    Stoppen der Leistungsausgleichsregulierung für das gesamte Kraftwerk (4), wenn eine Differenz zwischen der gesamten Blindleistung und dem jeweiligen Gesamtleistungszielwert des Kraftwerks (4) oder eine Differenz zwischen der gesamten Wirkleistung und dem jeweiligen Gesamtleistungszielwert des Kraftwerks (4) in einem vorab eingestellten Bereich liegt,
    gegebenenfalls werden in dem Regulierungsprozess die gesamte Wirkleistung und die gesamte Blindleistung des Kraftwerks (4) so gehalten, dass sie den jeweiligen Gesamtleistungszielwerten folgen.
  11. Stabilitätssteuerungssystem eines Transformatorunterstations-Netzes, umfassend:
    eine elektrische Erfassungsvorrichtung;
    eine Überwachungsvorrichtung;
    eine Lastregulierungsvorrichtung, welche dazu konfiguriert ist, eine Last einer elektrischen Übertragungsleitung zu regulieren; und
    ein Hochgeschwindigkeits-Kommunikationsnetz, welches dazu konfiguriert ist, ein Stabilitätsmess- und -steuerungssystem (2) des Transformatorunterstations-Netzes mit einem Berechnungsmodul (9) eines Stabilitätsmess- und -steuerungssystems eines Weitbereichs-Stromnetzes zu verbinden,
    wobei die elektrische Erfassungsvorrichtung und die Überwachungsvorrichtung dazu konfiguriert sind, einen Zielwert einer dynamischen Blindleistungsreserve, einen Zielwert einer kapazitiven dynamischen Blindleistungsreserve, einen Zielwert einer induktiven dynamischen Blindleistungsreserve, eine kapazitive Stabilität, eine induktive Stabilität und eine Stabilität der elektrischen Übertragungsleitung gemäß dem Verfahren nach Anspruch 3 zu bestimmen.
  12. Stabilitätssteuerungssystem nach Anspruch 11, wobei die Überwachungsvorrichtung dazu konfiguriert ist, auf Grundlage von Betriebsbedingungen der elektrischen Übertragungsleitungen zur Regulierung ein Paar elektrischer Übertragungsleitungen (5) auf einer Energiequellenseite auszuwählen, welche eine minimale Wirkleistungs-Abweichungsrate bzw. eine maximale Wirkleistungs-Abweichungsrate aufweisen, und ein Paar elektrischer Übertragungsleitungen (5) auf der Energiequellenseite auszuwählen, welche eine minimale Blindleistungs-Abweichungsrate bzw. eine maximale Blindleistungs-Abweichungsrate aufweisen, wenn bestimmt wird, dass die Stabilität des Transformatorunterstations-Netzes geringer als eine vorab eingestellte Mindeststabilität ist, und
    wobei die zwei Paare elektrischer Übertragungsleitungen ausgewählt werden durch:
    S161: Berechnen einer Wirkleistungs-Abweichungsrate und einer Blindleistungs-Abweichungsrate jeder elektrischen Übertragungsleitung in einer Transformatorunterstation (3), wobei die Wirkleistungs-Abweichungsrate ein Prozentsatz einer Differenz zwischen einem Wirkleistungs-Zielwert und einer Wirkleistung der elektrischen Übertragungsleitung dividiert durch eine Nennkapazität der elektrischen Übertragungsleitung ist und die Blindleistungs-Abweichungsrate ein Prozentsatz einer Differenz zwischen einem Blindleistungs-Zielwert und einer Blindleistung der elektrischen Übertragungsleitung dividiert durch die Nennkapazität der elektrischen Übertragungsleitung ist; und
    S162: Auswählen des Paars elektrischer Übertragungsleitungen LA MIN und LA MAX auf der Energiequellenseite, welche die minimale Wirkleistungs-Abweichungsrate bzw. die maximale Wirkleistungs-Abweichungsrate aufweisen, und Auswählen des Paars elektrischer Übertragungsleitungen LRA MIN und LRA MAX auf der Energiequellenseite, welche die minimale Blindleistungs-Abweichungsrate bzw. die maximale Blindleistungs-Abweichungsrate aufweisen, zur Regulierung.
  13. Stabilitätssteuerungssystem nach Anspruch 12, wobei das Paar elektrischer Übertragungsleitungen (5) auf der Energiequellenseite, welche die minimale Wirkleistungs-Abweichungsrate bzw. die maximale Wirkleistungs-Abweichungsrate aufweisen, und das Paar elektrischer Übertragungsleitungen (5) auf der Energiequellenseite, welche die minimale Blindleistungs-Abweichungsrate bzw. die maximale Blindleistungs-Abweichungsrate aufweisen, reguliert werden durch:
    Verringern einer Wirkleistungsausgabe der elektrischen Übertragungsleitung LA MIN mit der minimalen Wirkleistungs-Abweichungsrate und Verringern einer induktiven Blindleistungsausgabe der elektrischen Übertragungsleitung LRA MIN mit der minimalen Blindleistungs-Abweichungsrate; und
    Erhöhen einer Wirkleistungsausgabe der elektrischen Übertragungsleitung LA MAX mit der maximalen Wirkleistungs-Abweichungsrate und Erhöhen einer induktiven Blindleistungsausgabe der elektrischen Übertragungsleitung LRA MAX mit der maximalen Blindleistungs-Abweichungsrate.
  14. Stabilitätssteuerungssystem nach Anspruch 13, wobei in einem Stabilitätsregulierungsprozess eine Gesamtwirkleistung und eine Gesamtblindleistung der Transformatorunterstation (3) mit jeweiligen Gesamtleistungs-Zielwerten verglichen werden und eine Leistungsausgleichsregulierung für die Transformatorunterstation (3) durchgeführt wird, wenn die folgenden Bedingungen erfüllt sind:
    Verringern der induktiven Blindleistungsausgabe der elektrischen Übertragungsleitung LRA MIN auf der Energiequellenseite mit der minimalen Blindleistungs-Abweichungsrate oder Verringern der Wirkleistungsausgabe der elektrischen Übertragungsleitung LA MIN mit der minimalen Wirkleistungs-Abweichungsrate, wenn die gesamte Blindleistung oder die gesamte Wirkleistung der Transformatorunterstation (3) höher ist als der jeweilige Gesamtleistungszielwert;
    Erhöhen der induktiven Blindleistungsausgabe der elektrischen Übertragungsleitung LRA MAX auf der Energiequellenseite mit der maximalen Blindleistungs-Abweichungsrate oder Erhöhen der Wirkleistungsausgabe der elektrischen Übertragungsleitung LA MAX mit der maximalen Wirkleistungs-Abweichungsrate, wenn die gesamte Blindleistung oder die gesamte Wirkleistung der Transformatorunterstation (3) geringer ist als der jeweilige Gesamtleistungszielwert; und
    Stoppen der Leistungsausgleichsregulierung für die Transformatorunterstation (3), wenn eine Differenz zwischen der gesamten Blindleistung und dem jeweiligen Gesamtleistungszielwert der Transformatorunterstation (3) oder eine Differenz zwischen der gesamten Wirkleistung und dem jeweiligen Gesamtleistungszielwert der Transformatorunterstation (3) in einem vorab eingestellten Bereich liegt,
    gegebenenfalls werden in dem Regulierungsprozess die gesamte Wirkleistung und die gesamte Blindleistung der Transformatorunterstation (3) so gehalten, dass sie den jeweiligen Gesamtleistungszielwerten folgen.
  15. Stabilitätssteuerungssystem eines Weitbereichs-Stromnetzes, umfassend:
    ein Stabilitätssteuerungssystem eines Kraftwerksnetzes nach einem der Ansprüche 7 bis 10 und/oder ein Stabilitätssteuerungssystem eines Transformatorunterstations-Netzes nach einem der Ansprüche 11 bis 14;
    ein Stabilitätsberechnungsmodul des Weitbereichs-Stromnetzes; und
    ein Hochgeschwindigkeits-Kommunikationsnetz, welches dazu konfiguriert ist, sich mit dem Stabilitätssteuerungssystem des Kraftwerksnetzes und/oder dem Stabilitätssteuerungssystem des Transformatorunterstations-Netzes zu verbinden,
    wobei das Stabilitätsberechnungsmodul des Weitbereichs-Stromnetzes dazu konfiguriert ist, eine Stabilität des Weitbereichs-Stromnetzes unter Anwendung eines Stabilitätsmessverfahrens für ein Weitbereichs-Stromnetz nach Anspruch 6 zu berechnen und Gesamtleistungszielwerte des Kraftwerksnetzes oder des Transformatorunterstations-Netzes und eine Regulierungsanweisung des Weitbereichs-Stromnetzes an das Stabilitätssteuerungssystem des Kraftwerksnetzes oder das Stabilitätssteuerungssystem des Transformatorunterstations-Netzes über das Hochgeschwindigkeits-Kommunikationsnetz zu übertragen, nachdem die Regulierungsanweisung bestimmt ist,
    gegebenenfalls ist das Stabilitätsberechnungsmodul des Weitbereichs-Stromnetzes dazu konfiguriert, die Regulierungsanweisung des Weitbereichs-Stromnetzes zu bestimmen durch:
    S211: Vorgeben einer Mindeststabilität des Weitbereichs-Stromnetzes;
    Regulieren der Stabilität des Weitbereichs-Stromnetzes, wenn die Stabilität des Weitbereichs-Stromnetzes geringer ist als die vorgegebene Mindeststabilität des Weitbereichs-Stromnetzes; und
    Übertragen der Regulierungsanweisung an ein Kraftwerk (4) oder eine Transformatorunterstation (3) mit einer Mindeststabilität in dem Weitbereichs-Stromnetz, um die Stabilität des Kraftwerks (4) oder der Transformatorunterstation (3) zu erhöhen, und Stoppen der Regulierung, wenn die Stabilität des Weitbereichs-Stromnetzes größer oder gleich der vorgegebenen Mindeststabilität ist.
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